Stromspeicherung

Diplomarbeit von Jörn-Peter Boll

Einleitung:

Die Stromspeicherung war lange Zeit ein Randthema und ist es im Kontext der Energiewirtschaft noch immer. Strom breitet sich mit Lichtgeschwindigkeit aus, das Stromnetz an sich stellt keinen Speicher dar. In der Folge müssen sich Ein- und Ausspeisung jederzeit entsprechen. Da der Verbrauch schwankend ist, die Energieträger zur Stromerzeugung bisher aber als eine Folge von Jahrmillionen dauernden Ablagerungs- und Verdichtungsprozessen in gespeicherter Form vorlagen, hat man die Erzeugung bis heute einseitig an den Verbrauch angepasst. Mit einer Kombination aus Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerken wird der typische Lastgang des Verbrauchs möglichst effizient nachgebildet, durch zusätzlich vorgehaltene Regelkapazitäten kann auf unerwartete Verbrauchsschwankungen oder Kraftwerksausfälle reagiert werden. Einzig in relevantem Umfang existierende Stromspeicher waren und sind die Pumpspeicherwerke, die insbesondere für Regelung und Spitzenlastdeckung Verwendung finden. Aber auch ihr Anteil ist gering, da eine auf gespeicherten Energieträgern basierende Stromversorgung auf eine nachgelagerte (Strom-) Speicherung weitestgehend verzichten kann.

In den letzten Jahren und eigentlich bereits Jahrzehnten wird dieses System der Stromversorgung zunehmend in Frage gestellt, da die fossile und atomare Stromerzeugung Verursacher einer ganzen Reihe von Umweltschäden und Risiken ist. Diese konnte größtenteils durch flankierende Maßnahmen gesenkt werden. Mit dem Klimawandel und der zunehmend deutlichen Endlichkeit der fossilen Energieträger ist der Stromversorgung aber eine neue Herausforderung erwachsen. Wie bei den Vorherigen gibt es eine Lösung, nur führt sie diesmal zu tief greifenden Veränderungen. Erneuerbare Energieträger stehen zeitlich und mengenmäßig in fast unbegrenztem Maße zur Verfügung. Sie stehen in einem Fließgleichgewicht, ihre Nutzung zur Stromerzeugung ist daher unschädlich für das Klima. Da insbesondere die Energieträger mit dem größten Potenzial, Wind und Sonne, nicht in gespeicherter Form vorliegen, ist regenerative Stromerzeugung in hohem Maße fluktuierend und nicht am Verbrauch orientiert. Sie ist aber die vielleicht einzig langfristige Option zur Stromerzeugung, daher müssen neue Wege gefunden werden, um Erzeugung und Verbrauch zur Deckung zu bringen. Einer dieser Wege wird vermutlich die Stromspeicherung sein.

Bisherige politisch und rechtlich zum Ausdruck gebrachte Bemühungen, sich der Herausforderung zu stellen, waren im Ergebnis hauptsächlich auf flankierende Maßnahmen beschränkt, während gleichzeitig die Liberalisierung des Stromsektors als Hauptziel vorangetrieben wurde. Mit dem Erfolg vor allem des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in Deutschland zeigt sich aber zunehmend, dass eine isolierte Förderung der Erneuerbaren Energien alleine nicht ausreichend ist, sondern tiefer gehende Veränderungen im Energierecht erforderlich sind, um eine Integration zu unterstützen. Diese Diplomarbeit setzt sich daher mit den Folgen einer zunehmend regenerativen Erzeugung für die Stromversorgung in Deutschland auseinander. Sie versucht zu antizipieren und verknüpft das bestehende deutsche Energiewirtschaftsrecht mit der Frage der Stromspeicherung.

Definitionen:

Die Stromspeicherung rückt erst allmählich stärker in den wissenschaftlichen Fokus, daher besteht nach Ansicht des Verfassers noch Definitionsbedarf. Um eine klare Abgrenzung gegenüber konventionellen und erneuerbaren Kraftwerken zu gewährleisten, wird in dieser Arbeit statt ‘Speicherkraftwerken’ der Begriff ‘Speicheranlagen’ verwandt. Damit wird der Tatsache Rechnung getragen, dass sich die Stromspeicherung in drei Verfahrensschritte unterteilt. Der Strom wird zuerst eingespeichert, also zumeist in eine andere Energieform umgewandelt, dann für eine Zeiteinheit gespeichert und schließlich ausgespeichert, also wieder zu Strom zurückgewandelt in das Netz eingespeist.

Der letzte Schritt erfolgt analog zu einem Kraftwerk, der Erste entspricht eher dem Verhalten einer Verbrauchseinheit und der Mittlere ist die eigentliche Speicherung, ähnlich z. B. einem Kohlelager, daher wird als Oberbegriff dieses Prozesses ‘Anlage’ verwandt, unter den sich die Einzelschritte subsumieren lassen.

Weiterhin wird der Begriff ‘Speicherkraftwerk’ meist und auch in dieser Arbeit ausschließlich für Wasserkraftanlagen mit Speicher verwandt, die nur zu ‘passiver’ und nicht zu ‘aktiver’ Speicherung fähig sind, insofern keine Stromspeicherung im eigentlichen Sinne vornehmen, sondern nur eine Wasserspeicherung.

Ziel der Arbeit:

Ziel der Arbeit ist es, herauszufinden, ob das bestehende Energiewirtschaftsrecht in Deutschland den Aufbau von ausreichenden Stromspeicherkapazitäten für eine langfristig sichere und umweltfreundliche Energieversorgung möglich macht.

Zu diesem Hauptziel hinführend wird in einem ersten Schritt überprüft, ob und in welchem Maße der Bedarf für Stromspeicherung voraussichtlich steigen wird und in einem zweiten Schritt die Eignung bestehender oder zukünftiger Stromspeichertechnologien und -konzepte analysiert.

Gang der Untersuchung:

Die Arbeit unterteilt sich in drei Kapitel, die einen Bogen von der Zukunft der Stromversorgung und Maßnahmen zur Senkung des Stromspeicherbedarfs über die technische Machbarkeit und systemische Gestaltbarkeit der Stromspeicherung hin zu der abschließenden rechtlichen Einschätzung spannen.

Dabei sind Kapitel eins und zwei Grundlagen für und Hinführung zu Kapitel drei. Sie gehen aber über die Wiedergabe von Grundlagen hinaus und schaffen jeweils ihren eigenen Ablauf von Beschreibung, Analyse und Bewertung. Folgerichtig hat jedes Kapitel eine eigene kurze Zusammenfassung der Ergebnisse. Um den Überblick über die komplexen Zusammenhänge des gewählten Themengebietes zu erleichtern, ist den ersten Kapiteln zumindest ein Übersichtsdiagramm vorangestellt, das durch den folgenden Text ausgearbeitet und detailliert wird. Der Ablauf ist in der Form von Fragen formuliert folgendermaßen:

Kapitel1:

Wie wird sich der potenzielle Bedarf für Stromspeicherung mittel- und langfristig bei allmählicher Transformation der Stromerzeugung verhalten?

Mit welchen Maßnahmen könnte der Bedarf für Stromspeicherkapazitäten langfristig bei einem klima- und umweltschonenden Auslaufen der fossilen und atomaren Erzeugung in Deutschland möglichst gering gehalten werden?

Werden diese Maßnahmen bisher ergriffen und wird trotzdem der Zubau von neuen Stromspeicherkapazitäten erforderlich sein und wenn ja, in welchem Umfang?

Kapitel 2:

Welche Stromspeichertechnologien sind vorhanden, die jetzt oder in naher Zukunft den in Kapitel 1 ermittelten Bedarf zur Stromspeicherung decken und die Stromversorgung absichern könnten?

Im Rahmen welcher Speicherkonzepte wäre dies möglich, welche Zeitbereiche müssten wie abgedeckt werden?

Kapitel 3:

Inwiefern ist die Stromspeicherung im deutschen Energiewirtschaftsrecht verankert? Ermöglichen die Regelungen im Energiewirtschaftsrecht die Deckung des in Kapitel 2 ermittelten Bedarfs und die Realisierung der Speicherkonzepte aus Kapitel 3?

Welche Regelungen haben unmittelbar oder indirekt Auswirkungen auf die Stromspeicherung und an welchen Stellen könnten Änderungen oder Anpassungen vorgenommen werden, um Anreize für den Aufbau von Stromspeicherkapazitäten zu erzeugen?

Methodik:

Das erklärte Ziel der Arbeit ist, ergebnisoffen zu bleiben. Ein Wachstum der Erneuerbaren Energien wird vorausgesetzt, aber die Stromspeicherung nicht als alleinige Lösung für die Sicherung der Stromversorgung gepriesen, genauso wenig wie es der Netzausbau vermutlich sein wird. Die Stromspeicherung bringt die vierte Dimension in die Stromwirtschaft, ein wenig auch die dritte, zwangsläufig zeigt sie sich dabei als ein äußerst komplexes Thema, das sich manchmal einfachen Antworten verweigert.

Diese Arbeit ist interdisziplinär und versucht daher die Frage der Stromspeicherung aus verschiedenen Blickwinkeln zu beleuchten. Sie tritt einen Schritt zurück und fragt sich, ob unabhängig von den bestehenden rechtlichen Rahmenbedingungen der potenzielle Bedarf für die Stromspeicherung steigen wird. Dann stellt sie die Frage, wie weit die Technologien und Konzepte sind, die diesen Bedarf decken könnten, um abschließend das Energiewirtschaftsrecht auf Vereinbarkeit mit den Ergebnissen zu überprüfen.

Der Autor versucht einen guten Überblick in ein Thema zu geben, das bisher in der Literatur wenig bis kaum bearbeitet wurde. Aus diesem Grund erschien eine Beschränkung auf ein einzelnes Szenario oder einen kleinen Ausschnitt der Stromspeicherung wenig zielführend. Sie hätte vermutlich mehr Fragen als Antworten aufgeworfen.

Die Grundlagen der Arbeit beruhen verständlicherweise hauptsächlich auf der Sichtung, Analyse und Verdichtung von Sekundärliteratur. Nur in einem Fall wurden in kleinem Rahmen Primärquellen hinzugezogen, da trotz aller Recherche keine geeignet erscheinende Darstellung zu finden war.

Inhaltsverzeichnis:

	Abkürzungsverzeichnis	V
	Liste der verwendeten Einheiten	V
1.	Einleitung	1
1.1	Ausgangslage	1
1.2	Definitionen	2
1.3	Ziel der Arbeit	2
1.4	Gang der Untersuchung	2
1.5	Methodik	3
2.	Speicherbedarf kurz-, mittel und langfristig	5
2.1	Speicherbedarf kurz- und mittelfristig	5
2.1.1	Zusammenfassende Ergebnisse	8
2.2	Speicherbedarf langfristig	9
2.2.1	Einführung	9
2.2.2	Szenarien der Stromversorgung	11
2.2.2.1	Stadtwerketeilautarkie	12
2.2.2.2	Deutschland plus	12
2.2.2.3	Euro plus	13
2.2.3	Potenziale der EE zur Stromerzeugung	13
2.2.3.1	Photovoltaik (PV)	14
2.2.3.2	Windpotenzial	15
2.2.3.3	Bioenergiepotenzial	16
2.2.3.4	Wasserpotenzial	17
2.2.3.5	Geothermie	18
2.2.3.6	Weitere Erneuerbare Energien (EE)	19
2.2.3.7	Anteile an der Gesamtstromerzeugung	19
2.2.4	Determinanten des Speicherbedarfs	20
2.2.4.1	Verteilte Erzeugung	20
2.2.4.1.1	Windkraft	20
2.2.4.1.2	Photovoltaik	22
2.2.4.1.3	Laufwasserkraft	23
2.2.4.2	‘Verteilter Verbrauch’	23
2.2.4.3	Kombination der verschiedenen fluktuierenden Energien	23
2.2.4.4	Natürliche Übereinstimmung	24
2.2.4.5	Erneuerbare Grundlastkraftwerke	24
2.2.4.6	Erneuerbare Regel- / Spitzenlastkraftwerke	25
2.2.4.6.1	Wasserkraft	25
2.2.4.6.2	Bioenergie	26
2.2.4.7	Demand Side Management (DSM)	28
2.2.4.8	Netzausbau / Netzsteuerung	30
2.2.4.9	Effizienz	33
2.2.4.10	Nutzung / Anbindung bereits bestehender Speicheranlagen	34
2.2.5	Zwischenergebnis	35
2.2.6	Beispiele und Abschätzungen	36
2.2.6.1	Beispiele und Abschätzungen für ‘Deutschland plus’	36
2.2.6.1.1	‘Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung’	36
2.2.6.1.2	Das Kombikraftwerk	37
2.2.6.2	Beispiele und Abschätzungen für ‘Stadtwerketeilautarkie’	38
2.2.6.3	Beispiele und Abschätzungen für ‘Euro plus’	40
2.2.6.4	Stand der Stromspeicherung weltweit	41
2.2.6.5	Speicherung in anderen Energiemärkten	43
2.2.7	Zusammenfassung der Ergebnisse	43
3.	Technische Herausforderung Stromspeicherung	46
3.1	Dienstleistungen der Stromspeicherung	46
3.1.1	Verbrauchsseitig	46
3.1.2	Erzeugungsseitig	47
3.1.3	‘Gezielt’ im Netz	48
3.1.4	‘Ungezielt’ im Netz	49
3.2	Funktionsweise der Stromspeicherung	51
3.3	Speichertechnologien	52
3.3.1	Pumpspeicherwerke	52
3.3.2	Druckluftspeicher	55
3.3.3	Wasserstoff	58
3.3.4	Batteriespeicher	61
3.3.4.1	Konventionelle Batterien	62
3.3.4.2	Lithium-Batterien	64
3.3.4.3	NaS- und NaNiCl- Hochtemperaturbatterien	66
3.3.4.4	(Redox) - Flow Batterien	68
3.3.4.5	Weitere Batterietechnologien	72
3.3.5	Elektrochemische Kondensatoren	73
3.3.6	Supraleitende Magnetische Energiespeicher (SMES)	73
3.3.7	Schwungräder	73
3.3.8	Thermische Speicherung	74
3.4	Speicherorte / Konzepte für Stromspeicherung	75
3.4.1	An Orten guten natürlichen Speicherpotenzials	75
3.4.2	Am Ort der Stromerzeugungsanlagen	77
3.4.3	Am Ort des Verbrauchs	80
3.4.4	Gezielt im Netz	81
3.4.5	Virtuelle dezentrale Speicheranlagen	83
3.5	Zusammenfassung der Ergebnisse	84
4.	Energierecht und Stromspeicherung	87
4.1	Energiewirtschaftsrechtliche Rahmenbedingungen für die Stromspeicherung	88
4.1.1	Deutsches Energiewirtschaftsrecht	88
4.1.1.1	EnWG und Verordnungen	89
4.1.1.2	EEG 2004 und 2009	90
4.1.2	Rechtliche Herleitung Stromspeicherung und Stromspeicheranlage	90
4.1.3	Potenzielle Akteure für Stromspeicherung	93
4.1.4	Potenzielle Märkte für Stromspeicherung (nach Zeiteinheit)	93
4.1.4.1	Regelenergiemarkt	94
4.1.4.2	Intraday	96
4.1.4.3	Spotmarkt	96
4.1.4.4	Längerfristige Märkte	97
4.1.5	Mögliche Speicherorte nach EnWG	97
4.1.5.1	Energieversorgungsnetze der allgemeinen Versorgung	98
4.1.5.2	Objektnetze	98
4.1.5.3	Direktleitung	99
4.1.5.4	Kundenanlage	100
4.2	Rechtliche Rahmenbedingungen für die Speicherkonzepte	100
4.2.1	An Orten guten natürlichen Speicherpotenzials	100
4.2.2	Am Ort der Erzeugung	102
4.2.3	Am Ort des Verbrauchs	103
4.2.4	Gezielt im Netz	105
4.2.5	Virtuelle dezentrale Speicheranlagen	106
4.3	Bewertung und Vorschläge zur Optimierung	107
4.3.1	Briefmarkentarif	107
4.3.2	Doppelte Netzentgelte	109
4.3.3	Regelenergiemarkt	111
4.3.4	Intraday-, Spot- und Terminmarkt	112
4.3.5	Variable Strompreise	112
4.3.6	Ausschreibung neuer Kapazitäten/Kapazitätsmärkte	113
4.3.7	Alternative zum Netzausbau	115
4.3.8	Netzengpassbewirtschaftung	115
4.3.8.1	Netzengpassbewirtschaftung gemäß StromNZV	115
4.3.8.2	Gebotszonenregelung der EEX	115
4.3.8.3	Erzeugungsmanagement	116
4.3.8.4	Ergebnis Netzengpassbewirtschaftung	117
4.3.9	Speicherbonus / Anreize im EEG	117
4.3.10	Vorratshaltung	119
4.4	Zusammenfassung der Ergebnisse	120
5.	Fazit	123
	Literaturverzeichnis	125
	Anhang	135

Textprobe:

Kapitel 3.3.2, Druckluftspeicher:

In Druckluftspeichern bzw. beim ‘Compressed Air Energy Storage’ (CAES) wird elektrische Energie in Druckenergie umgewandelt. Kompressoren pressen Luft in Hohlräume, z. B. unterirdische Salzkavernen. Bei konventionellen CAES wird die komprimierte Luft bei der Rückverstromung unter der Zufeuerung von Erdgas erhitzt und für den Betrieb einer Gasturbine genutzt. So kann das sonst für die Vorkompression benötigte Erdgas ersetzt werden, was insgesamt eine Einsparung von über 60 Prozent bedeutet. Zudem können Verdichter und Turbine weitgehend unabhängig voneinander dimensioniert und betrieben werden. Der Gesamtprozess der Stromspeicherung hat dabei einen Wirkungsgrad von bis zu 55 %. Derzeit ist ein neuer Typ von Kraftwerken in der Entwicklung, der ohne die Zufeuerung von Erdgas auskommt und Wirkungsgrade von bis zu 70 % erreichen könnte. Bei diesen adiabatischen Druckluftspeichern (AA-CAES) wird die bei der Kompression anfallende Wärme in feste oder flüssige Wärmespeicher überführt und bei der Rückverstromung der ausströmenden Luft wieder zugeführt. Damit sind sie im Betrieb komplett CO2-frei.

(AA-)CAES können bei entsprechender Größe der Kavernen sehr große Energiemengen im GWh-Bereich speichern und Leistungen im MW- bis GW-Bereich aufweisen. Theoretisch sind aber auch kleinere Anlagen denkbar. Die gespeicherte Energie wird im Regelfall ausreichen, um Strom für mehrere Stunden bereitzustellen und so typische Handelsblöcke abdecken zu können. Energiespeicherkapazität, Ein- und Ausspeicherleistung können fast vollständig unabhängig voneinander gestaltet werden. Sie sind schwarzstartfähig und weisen ein gutes Teillastverhalten und eine sehr hohe Flexibilität bei der Stromerzeugung auf, da keine Vorkompression der Luft mehr erfolgen muss. Die Reaktions- und Anfahrzeiten sind gegenüber Pumpspeicherwerken als etwas länger einzuschätzen. Das CAES McIntosh braucht z. B. im Normalfall 14 Minuten zum Hochfahren, in Notfällen reichen auch 10 Minuten. Huntorf. Neue CAES wie auch AA-CAES sollten in einer ähnlichen Größenordnung liegen. Durch Modulation der Turbinenleistung und der davon unabhängigen Kompressorleistung können auch kurzfristigere Erzeugungsschwankungen aufgefangen werden. Sie haben eine hohe Lebensdauer, die Ruheverluste werden mit 0-10 % pro Tag angegeben. Die Wirkungsgrade liegen, wie erwähnt, je nach Typ zwischen 45 und 70 %.

Weltweit gibt es derzeit mit dem Kraftwerk in Huntorf mit 290 (320) MW Generatorleistung über 2 Stundenund McIntosh mit 110 MW Generatorleistung über 26 Stunden zwei konventionelle CAES und keine adiabatischen, da sich diese noch in der Entwicklungsphase befinden. Denn während für konventionelle CAES weitgehend auf bekannte Technik zurückgegriffen werden kann, müssen für AA-CAES insbesondere neue Kompressoren entwickelt werden, die höhere Temperaturen vertragen. Zudem werden Turbinen entwickelt, die den im Zuge der Entladung der Kaverne stark variierendem Volumenstrom gewachsen sind. Auch sind Wärmespeicher in der benötigten Größenordnung bislang unbekannt. Es existieren mehrere Forschungsprojekte, die sich mit der Entwicklung von adiabatischen CAES befassen, unter anderem das ‘AA-CAES’ Projekt der EU mit einem Forschungskonsortium aus Wissenschaft, Anlagenbau und Energiewirtschaft. Offensichtlich plant zumindest ein Energieversorger schon recht konkret den Bau eines Forschungskraftwerkes.

AA-CAES sind mit abgeschätzten Kosten zwischen 4-6 Cent pro kWh bei ‘load-levelling’ und circa einem Zyklus pro Tag im Betrieb nicht ganz so günstig wie Pumpspeicherwerke. Konventionelle CAES sollten aufgrund der niedrigeren Investitionskosten derzeit noch günstiger sein. Die AA-CAES wären, da sie ohne Gaszufeuerung auskommen, von einem wahrscheinlichen Anstieg der Gaspreise nicht betroffen. Für Neubauten moderner (AA-)CAES sollten die spezifischen Investitionskosten über denen von Gasturbinen und GuD liegen,die Kosten des Speichers sind im signifikanten Maße vom Erschließungsgrad und der Größe der Kaverne abhängig. Für CAES werden Kosten von unter 500 bis zu 1000 €/kW und 40-100 €/kWh angegeben. Für AA-CAES werden zwischen 850 und 1200 €/kW erwartet. Die spezifischen Investitionskosten für die Energiespeicherkapazität sollten in einem ähnlichen Rahmen liegen. Sie sind, insbesondere für die Energiespeicherkapazität, also niedriger als bei Pumpspeichern. Die Betriebskosten werden aber höher liegen. So ist zu erwarten, dass sie bei entsprechenden Rahmenbedingungen schon in naher Zukunft wirtschaftlich werden.

Das Potenzial für neue CAES ist in Deutschland grundsätzlich groß, da die einzige Bedingung letztlich ein bestehender Hohlraum ausreichender Größe oder ein unterirdischer Salzstock ist. Dieser kann in einem für die Umwelt vergleichsweise unkritischen Prozess ausgesolt werden. Auf der Oberfläche muss nur das Kraftwerksgebäude gebaut werden. Da an der norddeutschen Küste fast durchgängig Salzvorkommen im Untergrund zu finden sind, böte sich die CAES Technologie unter anderem für die Glättung des Stromes aus On- und Offshore-Windparks an. Es ist allerdings zu bedenken, dass die Nutzung der Hohlräume für die Druckluftspeicherung in Konkurrenz zur Erdgasspeicherung und in Zukunft vielleicht auch der CO2-Lagerung steht.

Insgesamt weisen CAES ähnliche Nutzungsmöglichkeiten wie Pumpspeicherwerke auf. Sie können wie das einzige bisher existierende deutsche Kraftwerk dank ihrer hohen Energiespeicherkapazität mit einem Zyklus pro Tag für das Load Levelling genutzt werden und durch ihre Schwarzstartfähigkeit den Netzaufbau nach einem Zusammenbruch gewährleisten. Zusätzlich sind sie dank ihrer hohen Flexibilität auch sehr gut für den Regelenergiemarkt und die Glättung regenerativer Erzeugung geeignet. Bei letzterem wäre aber wiederum die Kombination mit Kurzzeitspeichern angebracht und zu bedenken ist, dass durch Windflauten bedingte längere Speicherzeiträume als ein Tag die Wirtschaftlichkeit stark vermindern. Neben der geringeren Zyklenzahl spielen hier auch laufende Betriebskosten und z. B. Wärmeverluste bei AA-CAES eine Rolle. Durch den gezielten Bau an bestimmten Netzknotenpunkten des Übertragungsnetzes kann durch dezentrale Pufferung bzw. insbesondere Peak Shaving Netzüberlastung und damit auch der Netzausbau verhindert werden. Kleinere Versionen können weitere dezentrale Dienstleistungen erbringen und für den teilweisen oder kompletten Inselbetrieb eingesetzt werden.